中国储能网讯：广东是唯一全社会用电量超过8000亿千瓦时的省份，电网统调最高负荷1.45亿千瓦，居全国省级电网之首。其特点是峰谷差特别大，长期存在低谷调峰困难的问题。根据中电联《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，广东储能平均利用率排名第一，达76%，远高于第二的56%。

广东新能源发展迅速。截至2024年3月，广东风光装机容量为4542万千瓦，同比增长46％。其中海上风电装机达1084万千瓦，位居全国第二，陆上风电装机达572万千瓦；集中式光伏1193万千瓦，分布式光伏1695万千瓦，分布式同比增长86%。

当前，新型电力系统的特征在广东逐渐凸显，新能源日波动超过1000万千瓦逐渐成为常态，系统调节压力大。尤其是在特殊天气，比如寒潮期间，新能源出力可以在5个小时内攀升近1000万千瓦，台风期间，风电出力快速攀升，当风速大于切出风速时，大量海上风机同时切出造成功率陡降，系统频率控制压力大。

节假日的高渗透率也给系统运行带来巨大挑战。2024年春节，广东新能源最大出力超2000万千瓦，渗透率达60％，而2023年春节的渗透率还是在30%左右。与去年春节相比，广东风光装机新增1324万千瓦，其中约一半是分布式光伏。

随着西电直流送入、核电及新能源规模不断增大，电网系统安全、保供应与新能源消纳矛盾突出。此外，谐波超标及宽频谐振风险、弱系统下新能源场站振荡风险开始凸显。参考国外出现的一些大范围停电案例，系统惯量和调节能力不足、系统供应能力不足等风险也值得注意。

以上情况都使得新型电力系统的特性更加复杂，这也给储能发展带来了一些机遇。

2018年起，广东从源侧起步，持续推进和完善储能不同场景应用。2023年3月15日，广东省委、省政府印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，预计2025年储能装机达到300万千瓦，希望将新型储能产业打造成为广东“制造业当家”的战略性支柱产业。随后，广东又出台一系列政策，激励源网荷各侧储能发展。

其一，建立储能市场体系。当前，储能可以参与南方区域调频辅助服务市场、跨省备用市场，还可以参与电能量现货市场。

其二，提出新能源配套储能政策，2023年5月份，广东明确新增海上风电及集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量10%、时长1小时配置新型储能。该政策2023年激励新能源配套储能规模开工建设达到77万千瓦，预计2030年新能源配套储能累计装机达到300万千瓦以上。

其三，在用户侧鼓励多场景应用，对于认定的优质用户侧储能，电价参照蓄冷电价政策执行，峰平谷比价达到1.65:1:0.25，峰谷比从4.47倍变为6.6倍。

此外，广东还印发独立储能电站建设规划布局指引，给出32个新能源富集地区，12个负荷中心，引导十四五期间储能合理分布。

到目前为止，广东新型储能已经投产167万千瓦，248万千瓦时，34%是电网侧储能，43%是电源侧储能。电源侧储能绝大部分是火电的调频储能，另外有一小部分是新能源配储。

2023年12月28日，广东电力现货市场正式转入运行，预计2024年市场用户电量将超过6000亿千瓦时，规模全国最大。广东正在大力推进推动新能源、独立储能入市。

2022年，广东率先推出新能源参与现货交易，2024年1月1日，新能源入市规模突破千万千瓦。报量报价、全电量出清的新能源“广东模式”被推广到广西等省份，并应用于区域现货市场结算试运行。

独立储能方面，去年10月，宝湖储能电站在国内首次“报量报价”入市，实现独立储能由计划调度向市场调度转变。此外，万羚、峡安储能电站参与区域调频市场，为系统提供快速调频资源。实现可自动分时参与现货市场或调频市场，“分时复用”正式落地。

广东还组建了新型储能领域全国唯一的国家级创新中心，引领新型储能材料、装备、工程全产业链的创新发展。对于新型储能，广东将坚持市场化道路，用系统需求引导市场，用市场发现储能价值，用价值撬动储能产业发展。储能建设跟各省的资源禀赋、电网运行情况密切相关。山东的电源结构以煤电为主（超过55%），常规水电、核电、气电占比很小，风电、光伏装机占比约40%。